Abstract
Based on long-term corrosion tests of 17GS steel samples of the pipeline installed in various soils of the taiga-marsh region in the central part of Western Siberia, it is shown that in the absence of cathode protection, the corrosion rate ranges from 0.11 to 0.06 mm per year, i.e. 0.085 mm per year averagely. The residual corrosion rate of samples under the cathode protection ranges from 0.01 to 0.004 mm per year or the 0.007 mm per year averagely, when the air limiting current density exceeds the oxygen limiting current density by a factor of 3-7. A further increase in the current of cathode protection leads to the intensive hydrogen release. The actual measured values of the cathode protection current density at its potentials (with the resistive component) from –1.79 V to 3.5 V exceed the oxygen limiting current density by 30–50 or more times. It is experimentally shown that at a cathode current density exceeding the density of oxygen limiting current by 54.43 times, the acceleration of hydrogen pressure reaches 0.007 MPa per day in a closed cavity at a 20 mm vacuum pressure. It is shown that the acceleration of hydrogen pressure in micro- and macro-cavities of the near-surface layer of the pipeline is not determinant. The advantageous embrittlement of cathode hydrogen is the reduction of cohesive strength of the near-surface layer of the pipe wall.
Highlights
Для цитирования: Хижняков В.И., Негодин А.В., Калиниченко В.С
Based on long-term corrosion tests of 17GS steel samples of the pipeline installed in various soils of the taiga-marsh region in the central part of Western Siberia, it is shown that in the absence of cathode protection, the corrosion rate ranges from 0.11 to 0.06 mm per year, i.e. 0.085 mm per year averagely
A further increase in the current of cathode protection leads to the intensive hydrogen release
Summary
2 следует, что разрывающая сила не достигнет предельного значения в области концентратора напряжений (макропоры) в приповерхностном слое даже в случае, когда труба напрессована до давления Рраб = 9,0 МПа. Зависимость набора разрывающей силы FН2, создаваемой растущим давлением в приповерхностной макропоре при перезащите, когда плотность тока катодной защиты превышает плотность предельного тока по кислороду в 54,43 раза, от длительности эксплуатации магистрального газонефтепровода представлена в табл. Водородное охрупчивание приповерхностного слоя стенки катодно-защищаемой трубы, по-видимому, состоит в уменьшении когезионной прочности ОЦК решетки трубной стали за счет протонов, внедряющихся в кристаллическую решетку под воздействием катодного тока перезащиты. При перезащите водород внедряется в ОЦК-решетку трубной стали в виде протонов Н+, что неизбежно приводит к ослаблению сил межатомного взаимодействия и снижению прочностных характеристик приповерхностного слоя стенки трубы толщиной до 3,5–4 мм При перезащите водород внедряется в ОЦК-решетку трубной стали в виде протонов Н+, что неизбежно приводит к ослаблению сил межатомного взаимодействия и снижению прочностных характеристик приповерхностного слоя стенки трубы толщиной до 3,5–4 мм (рис. 5) [8–10]
Talk to us
Join us for a 30 min session where you can share your feedback and ask us any queries you have
More From: Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo arkhitekturno-stroitel'nogo universiteta. JOURNAL of Construction and Architecture
Disclaimer: All third-party content on this website/platform is and will remain the property of their respective owners and is provided on "as is" basis without any warranties, express or implied. Use of third-party content does not indicate any affiliation, sponsorship with or endorsement by them. Any references to third-party content is to identify the corresponding services and shall be considered fair use under The CopyrightLaw.